海上石油勘探主要依靠对探井和评价井进行中途测试（简称DST）来求产，由于中途测试时间短（一般为6～12h），以此求得的数据作为开发评价和工程概念设计的依据，有时会造成开发决策的失误。
为了科学地进行油田开发评价，减少海上油田开发风险，避免因测试资料不足而造成总体开发方案和工程设计方案的失误和经济损失，在制定海上油田开发方案、工程方案之前进行延长测试，进一步验证油藏模式、测取油田实际产能、了解含水（含气）上升趋势、掌握储层物性及流体性质、确定油藏动态特征及最佳生产方式和适用的采油工艺技术等是十分必要的。考虑到目前已发现的边际油田及零散分布的见油井的开采问题，建造具有多功能、操作方便、机动灵活、对不同海况适应性强、可撤迁并重复使用的海上延长测试与早期试生产系统就提到了议事日程上（图11-1,11-2）。
图11-1 延长测试与早期试生产系统“Ⅰ”总布置（平面）示意图
图11-2 延长测试与早期试生产系统“Ⅱ”示意图
一、延长测试系统主要流程
延长测试与早期试生产系统的地面工艺设施取决于测试井的压力和产量，一般采用两级分离技术。由于是进行连续测试，产出的原油输送到油轮上，所以配备有外输油泵以及安全防火系统、安全报警系统等。延长测试与早期试生产系统地面工艺流程见图11-3。
图11-3 延长测试工艺流程图
延长测试及早期试生产系统在渤海湾及珠江口盆地等多个油田获得成功应用。该系统已于2001年元月4日获中华人民共和国国家知识产权授予的发明专利权。
二、延长测试及早期试生产系统中采用的新技术
（一）延长测试优化了锦州9-3油田总体开发方案的主要参数
位于渤海辽东湾的锦州9-3油田是1988年发现的一个中型重油油田，1991年11月完成油田总体开发方案编制，次年1月获政府主管部门批准。方案设计总井数68口，建一个人工岛和两座平台，油田稳产期年采油量81×104m3，开采15年累积产油604×104m3。由于设计的开发井数和平台数过多，工程基本设计投资大，经济评价结果其效益较差，方案不能实施。
为了进行再评价，1992～1995年间又在油田主体部位进行三维地震采集和精细解释，并完钻锦州9-3-7、9-3-8D两口评价井，特别是对锦州9-3-8D井进行了109天延长测试与早期试生产取得了较为准确的油层参数。依此对开发方案再次优化和修改后，使油田开发达到了中国海油规定的盈利标准，使油田在搁置8年后于1997年底正式启动开发。
1．根据油田所在海域环境及延长测试要求，选择测试系统
锦州9-3油田水深6.5～10.5m，平均海平面2.03m。锦州9-3-8D井延长测试目的在于对比探井、评价井DST结果，找寻DST与EDST（延长测试）之间的关系。选择的延长测试及早期试生产系统为：自升式钻井平台＋两点系泊＋储油轮＋穿梭油轮。
自升式钻井平台经改造成为可进行钻井、延长测试与早期生产的综合作业平台，延长测试期间产出的原油通过具有一定强度的挠性3”漂浮保温软管输往储油轮，再经穿梭油轮将原油外输，原油外输时穿梭油轮采用舷靠方式与储油轮靠接。为了便于漂浮软管输油和穿梭油轮舷靠，储油轮采用水下浮筒式两点系泊系统。
2．延长测试与早期试生产系统中采用的新技术
该系统应用的新技术有：水下浮筒两点系泊系统；双筒型吸力锚；两条油轮利用两点系泊系统进行海上舷靠输油；漂浮软管用于海上延长测试等。
（1）水下浮筒两点系泊系统
该系统用于系泊储油轮，将储油轮长时间系泊于海上，进行储油作业。其系泊系统包括：水上部分有摩擦链、尼龙系泊缆，水下部分主要包括浮筒、系泊链、水泥锚（负压重力锚）。见图11-4。
该系统特点是结构简单，制造、安装、使用方便、安全可靠，易搬运，可重复利用，投资少、见效快，具有较好的经受风浪性。这项技术已于1999年10月23日获中华人民共和国专利局授予“实用新型”专利权。
（2）双筒型吸力锚
根据锦州9-3-8D井所在海域水浅，表土层上软下硬，泥面下3m以内快剪强度4～8kPa、3～6m为6～20kPa的特点，采用内筒型吸力锚。
吸力锚安装时采用遥控式抽、注水一体泵、阀系统和沉锚状态实时监测系统两项新技术措施，保证施工作业顺利进行（图11-5）。
此项技术获“实用新型”专利。
（3）两条油轮利用两点系泊系统进行海上舷靠输油
海上延长测试及早期试生产期间产出的原油要输送到储油轮上，原油外输时穿梭油轮要舷靠储油轮。当原油外输遇恶劣海况时，油轮系泊拉力超过允许值时穿梭油轮必须与储油轮解脱。
油轮海上舷靠方式参见前面图11-1。该项技术属国内首创。
图11-4 水下浮筒式两点系泊示意图
图11-5 双筒型吸力锚结构示意图
（4）漂浮软管用于海上延长测试
为了有效防止海上延长测试和早期试生产期间采出的原油污染海洋环境，必须将采出的原油安全地输送到锚泊在附近的储油轮上。由于储油轮处于风浪流不规则变化中，如果选用带立管的刚性海底管道输送，无法适应锚泊的储油轮随风浪流不规则的变化。另外，输送原油的管道还应具有一定的强度，又要易于解脱和回收。目前选择允许抗拒强度受力为5t的挠性漂浮软管进行海上延长测试和早期试生产，这在国内当属首创。
3．延长测试成果及应用
1995年6月23日至10月9日锦州9-3油田进行为期109天的DST测试和延长测试，其中进行40天的延长测试，累积产油15200t。投产初期单井产量140m3/d，这一结果明显高于在编制最初总体开发方案时所依据的锦州9-3-1、锦州9-3.2井所确定的投产初期单井产量，见表11-2。
表11-2 锦州9-3油田产能综合对比表
锦州9-3-8D井延长测试结果解决了油田总体开发方案中的重要参数——油井产能的认识，使得编制开发方案时提高平均单井产能成为可能。通过调整参数、重新优化后的开发方案，预测油井单井日产量指标较原总体开发方案平均单井日产量增加了约40m3。优化后的推荐方案，开发井总井数由原方案的68口减至44口，平台数由3座减至2座，15年累积产油706.9×104m3，大大提高了油田开发的经济效益。见表11-3。
表11-3 锦州9-3油田主要开发指标对比表
按照中国海油1997年经济评价参数进行测算，企业税后内部收益率15%，油田投产后4年回收投资，税后利润总额可达8.91亿元。敏感性分析结果表明该项目具有一定的抗风险能力。1997年11月油田开发井钻井作业正式启动。
（二）延长测试为经济有效开发流花11-1油田提供了重要资料依据
流花11-1油田位于南海珠江口盆地，是一个生物礁、滩型背斜构造圈闭，油田于1987年3月发现，原油属高密度、高黏度重质原油。油藏类型为典型的块状底水油藏，油田石油地质储量2.3×108m3，是南海珠江口盆地开发的最大油田。油田所在海域水深310m，频繁的台风和强劲的冬季季风以及南海特有的内波流作用构成油田所在海域复杂的海况条件。
1994年4月第一轮综合评价时，曾设想采用2座固定式平台，钻直井68口进行油田开发，经济测算后认为经济效益低，随后又提出2种基本生产系统的设想方案：①常规深水导管架加张力腿井口平台钻60口水平井；②圆柱浮筒式综合平台式系泊生产系统钻30口水平井。测算油田开发投资将达到8～10亿美元，其最终经济效益仍不明显。
为了减少投资风险、降低开发成本和寻求经济有效开发途径，决定在油田不同礁体部位选择已完钻的常规直井（流花11-1-3井）、大角度斜井（流花11-1-5井）及水平井（流花11-1-6井）进行延长生产测试取得资料，达到进一步加深对流花11-1油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能的认识，确定底水活跃程度、水锥形成条件及控制因素，确定油井初期产能及随含水上升的变化，进行油田开采工艺技术试验，揭露油田开发中可能出现的矛盾，寻找有效地开发该油田的途径。
采用半潜式钻井平台＋系泊系统＋浮式生产储油轮＋穿梭油轮这样一套延长测试与早期生产系统进行。该生产系统参见本节前面图11-2。
1．延长测试与早期生产系统采用的主要技术
a．经改装的半潜式钻井平台，它具有进行钻井、完井、修井作业功能并为电潜泵提供动力所需的发电及配电设备，外加一套高能力的系泊系统以保证半潜式钻井平台在遇到百年一遇的极值气象条件下永久性地系泊在现场。
b．浮式生产储油轮，是由输油轮改造而成的，它具有生产原油、污水处理及储存能力，并安装测试所需的设备。油轮的船首安装一个转塔，锚链一端系在油轮转塔上，另一端系在海底重力锚上。
c．外输系统，即穿梭油轮采用串联方式系泊在浮式生产储油轮上，卸油系统包括计量设备、管路、漂浮软管、海水冲洗卸油管、软管吊装系统及缆绳系统等。
d．采用重力锚系泊系统。
2．延长测试成果分析
a．延长测试结果显示不同类型井的生产能力差异明显，由于水平井和大角度斜井在油层内钻穿油层段的厚度，分别为常规直井的13.5倍和5.0倍，相当于在油层中造成一条较长的裂缝，扩大了油井与油层的接触面，降低了井筒附近的渗滤阻力，提高油井生产能力。水平井平均日产油量为常规直井的2.6倍。
b．水平井底水上升速度较常规直井慢得多，水平井和大角度斜井由于改变了底水锥进方式，由一个点状锥进改变为线状的“脊”锥进，加之生产井段长，单位长度的采油强度小，扩大了面积扫油效率，以上两类油井的底部距离油水界面较远。表现为水平井每天含水上升速度为0.21%、大角度斜井为0.89%、常规直井为1.45%。
c．不同类型井水驱控制储量有明显差别，根据各井水驱曲线计算结果，水平井水驱控制储量最高为93.7×104m3，其次为大角度斜井26.5×104m3，常规直井水驱控制储量仅为12.6×104m3。
3．延长测试取得的主要认识
a．水锥形成早，含水上升快，初期产量递减快和生产压差大，是流花11-1油田天然属性及高速开采特有要求所决定的，是不可避免的。
b．采用先进的采油工艺开采，水平井及大角度斜井在含水较高时仍可望达到较高的产油量。
c．该油藏中垂向上的相对致密层，不足以有效地遮挡在大压差生产条件下底水的锥进。流花11-1油田3口不同类型井成功的延长测试，为该油田有效开发提供了重要依据。
由于水平井不仅可以提高单井产量，减缓底水上升速度，而且其钻井费用仅为常规直井的1.9倍，因此采用水平井开发可以减少投资和降低开发成本。
三、边钻井、边生产、边测试早期生产测试系统的成功应用
曹妃甸1-6油田位于渤海湾西部，是一个由裂缝发育的混合花岗岩构成的潜山油田。1993年3月至1994年2月通过对曹妃甸1-61井多次DST测试获高产油流。为进一步搞清油井产能，核实油田石油地质储量，1994年9月至11月采用一套边钻井、边生产、边测试早期生产测试系统（图11-6），其间共产原油15649m3，获经济效益1936万元。
图11-6 边钻井、边生产、边测试早期试生产系统配套工程示意图
这是渤海海域首次采用该生产测试系统用于探井、评价井，边钻井、边生产、边测试，并获得成功。由于该生产测试系统适应范围广，能在浅海地区较大范围内进行开发和生产测试，完全适合渤海海域内各种油气藏生产测试的需要，而且还具有设备安装搬迁操作简便和重复使用等特点。
（一）系统主要技术创新点
为了能够达到边钻井、边生产、边测试的目的，在曹妃甸1-6油田生产测试时采用自升悬臂式钻井船加以改造和功能开发，使钻井船不仅作为生产测试设施的作业平台，而且仍保留原钻井平台钻井作业功能。由于作业内容多，牵涉技术专业多，尤其是在多项作业同时进行时，所遇到的困难就更大，在解决各种技术难点的过程中，这套系统在国内外属于首创，2001年4月5日此项技术获中华人民共和国知识产权局授予的“技术专利”。
主要技术创新点如下。
1．改造和开发自升悬臂式钻井船作业功能
从钻井船甲板布置、功能区划分、电气水油供给、载荷核实及控制到各种相关的辅助作业都进行了设计改造。
对钻井船整个作业甲板作了重新布置、设计，划分了不同的功能区、防爆区，对载荷、功能进行核实，对各种工况、采油生产及测试工况进行系统的设计、安装。此外，还对发电、供电、供热、供气、供水和人员食宿条件进行规划和核实，对靠舷、吊运操作等作业也进行了设计安排。
2．建造简易的二层井口平台
利用曹妃甸1-6-1和曹妃甸1-6-2DS井的30”隔水导管，建造简易的二层井口平台。加上利用钻井船井口升降平台作防喷管操作平台共三层，满足钻井BOP、生产井口和测试防喷管安装操作等要求。在结构上采取2口井的隔水导管横向连接加固和钻井船的横向连接加固，使平台满足钻井及采油测试安全要求。在曹妃甸1-6-1进行生产测试的同时，对曹妃甸1-6-2DS井实施钻井作业，终孔深度（斜）超过3000m。
3．生产管柱结构
为满足生产、测试及安全要求，油井井口按照技术规范，安装了电泵井口和采油树。采用Y管柱，安装电动潜油泵及井下安全阀等装置。实际测试过程中进行了多种压力、产量等测试，关井压力恢复测试及高压物性取样等。
4．油气处理工艺流程及输油设施
采取最简单化的设计并使油气处理工艺流程满足测试、计量、外输等作业时的需求，而且按照安全生产规范要求设计、安装相关器材，使流程及设施具有泄漏探测、报警、紧急关断等功能。
（二）延长测试系统成果应用
1．修改该井根据DST测试求得的采油指数
通过两项系统试井求得该井的采油指数平均值为529m3/MPa.d，比DST测试计算值低了约1/3～1/2。
2．确定合理工作制度及产量
根据不同油嘴与产油量变化确定该井较合理工作制度时，油嘴应在18.26mm以下，产量控制在530m3/d左右。
3．核实了油水界面和石油地质储量
利用延长测试资料计算油水界面为2946m（以往确定的水油界面为2900m和2950m），计算该油田地质储量400×104～420×104t，与原先采用容积法计算结果431×104t极为相近。